油系统发生火灾的原因及预防措施

【事故处理】

（1）油系统着火，当火势不能立即扑灭、严重威胁设备安全时，应破坏真空紧急停机。汽机脱扣后，迅速关闭润滑油至调速油系统阀门。切断着火油源，若火势无法控制并危及主油箱安全时迅速开启事故放油门，放掉主油箱中的油。

（2）油系统着火，停机时禁止启动调速油泵并将调速油泵低油压联锁退出，启动润滑油泵进行故障停机。

（3）迅速切断故障设备的电源，缩小火灾范围，以避免影响其他机组的安全运行。

（4）如果火势较严重时，应通知地区消防队到现场进行灭火。

（5）转子停转后立即进行连续盘车或定期手动盘车（一般每隔30min盘车180°）。若主油箱已放油或油泵全部故障暂停盘车，待火扑灭后或油泵可投入运行时再考虑盘车。

【事故案例1】

1.事故简述

2003年5月31日，某发电厂因检修人员无票作业，导致了#2300MW 机组断油烧瓦。5月30日17∶10，运行人员巡检发现“#2机主机冷油器切换阀手轮密封套漏油严重”，记缺陷，要求检修消缺。5月31日7∶52，检修处理后申请验收该缺陷。5月31日15∶09，运行人员发现仍然漏油，没有同意验收。检修继续处理（网上消缺）。5月31日15∶10左右，检修人员继续处理漏油缺陷。15∶42∶38，#2汽轮机突然跳闸，首出信号“润滑油压低”，主机交、直流润滑油泵联启，润滑油压回升至0.11MPa。高中压主汽门、调门、高排逆止门联关。炉MFT 动作，A、B 一次风机、A、B、C、D 磨煤机跳闸，燃油速断阀关闭。炉安全门动作。“程跳逆功率”、“逆功率保护”未动作。5月31日15∶43左右，检修人员打电话通知运行人员“快停#2机”，另一名检修人员跑步去集控室告诉运行人员，同时通知消防队。15∶43∶32，手启空侧直流油泵。15∶43∶06，手动将6kV厂用电切至#1 启备变带。15∶43∶44，手动断开崤222 开关，解列#2 发电机。15∶44∶18，手动启电泵。15∶45，值班人员发现主油箱油位急剧下降。从曲线查，15∶42∶41，油位-89mm；15∶43∶13，油位-340mm（热工测量最低限）。15∶44∶13，主机润滑油压开始下降，15∶45∶37，油压到0MPa。15∶45∶32，转速2500r/min，瓦温由60℃开始上升。15∶46∶02，转速2350r/min，瓦温上升至160℃（满档）。15∶45∶50，主机轴承振动至满档（150μm 满档），轴承冒烟，立即进行事故排氢灭火，同时充CO2。15∶46∶24，手动开启真空破坏门，停B真空泵运行，当时转速2256r/min，当时真空88.35kPa（DAS画面）。关闭所有通向凝汽器的疏水，因主机真空下降缓慢，退主机汽封。15∶46，值长令拉开崤222 甲刀闸，解备厂62A、厂62B 开关。15∶48∶11，氢压（0.28MPa）开始下降，15∶53∶05，氢压到零。15∶48∶35，A空侧交流密封油泵联启。15∶50∶10，关闭电动主闸门。15∶50∶14，A 氢侧交流密封油泵联启。15∶51∶42，汽机转速到零。15∶54∶11，空侧密封油压到零。15∶56，停止直流润滑油泵、交流润滑油泵运行。15∶58∶48，停止空侧直流密封油泵、A、B氢侧密封油泵、A、B空侧密封油泵运行。16∶36，停A 凝泵运行。16∶42，停A 凝升泵。17∶30，切换阀处理完。18∶40，油位补至0位。20∶30，回油窗处理完。20∶42，启直流润滑油泵，向系统充油，油箱油位降至-337mm，同时发现#9瓦回油管道泄漏，停直流油泵。补油，处理#9瓦管道泄漏。20∶56处理好。油位补至-50mm，启直流润滑油泵。21∶03，启主机交流润滑油泵，停直流润滑油泵。21∶12，启B顶轴油泵，开始手动盘车。6月1日5∶34，转子盘转180°。截至6月2日11∶35，转子已盘转3圈。

2.原因分析

（1）“两票三制”管理松懈，致使出现无票作业等习惯性违章现象，违反了《电业安全工作规程》（热力和机械部分）第二章“热力机械工作票制度”第70条“在生产现场进行检修或安装工作时，为了能保证有安全的工作条件和设备的安全运行，防止发生事故，发电厂各分场以及有关的施工基建单位必须严格执行工作票制度”的要求。对同一项检修工作两次无票进行工作，可见“两票三制”的管理流于形式。

（2）缺陷管理存在漏洞。在消缺管理环节上分类不明确，责任未落实。缺陷管理粗放，缺陷分析、缺陷处理、缺陷验收工作流于形式。

（3）技术管理存在盲点，消缺工作不及时。对重要设备缺陷存在产生的危害缺乏足够的认识。事故发生时，逆功率保护装置拒动。虽然成套逆功率保护、逆功率保护由于原理性缺陷，从机组投产基本没有正确动作过。对于保护装置不能正确动作，有关专业技术人员和领导都十分清楚，但对于保护拒动后不能及时解列机组所产生的危害，没有认真进行分析，更没有制定技术措施和培训运行人员，以至于在低油压保护动作后，因逆功率保护拒动，扩大了事故。

（4）人员责任心差，习惯性违章操作。检修人员侥幸心理，凭经验工作，违反了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》第10.2.2 条“油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、油滤网等）时，应在班长的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油”的要求。运行人员现场把关不严，对无票工作不仅未提出质疑并加以制止，反而给予默认，无形中怂恿了检修无票工作。

（5）设备特性不熟，无危险点分析预控措施。在工作开始前，检修维护人员只是看过切换阀的图纸，没有进行细致地研究和分析，无《作业指导书》，更没有制定针对性的危险点预控措施，致使异常扩大，轴瓦烧损。

（6）《运行规程》修改不及时。机组运行后，集控运行规程还没有颁布，运行人员仍使用原专业规程。且汽机专业与电气专业规程的某些相关部分互相冲突，致使事故处理时，专业之间缺乏一致性，拖延了事故处理的时间。

（7）培训工作缺乏针对性、有效性。运行人员对机组“低油压保护”的原理不熟悉，在低油压保护动作，汽轮机跳闸，逆功率保护拒动的情况下，运行人员仍按照习惯倒厂用电，未能作出正确判断，发电机被电网拖动运行了66s，才切开主开关，导致了事故的扩大。

3.预防措施

（1）加强管理，提高人员责任心。对设备管理、“两票三制”管理、技术管理、现场管理要重心下沉、关口前移，针对现场存在的安全隐患，及时予以消除或者制定相应的防范措施，真正做到防微杜渐。实施“一级对一级管理，一级对一级负责”的管理，使安全生产责任制真正落实到位。

（2）严格执行“两票三制”，杜绝习惯性违章。严格按照运行规程和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》规定工作，消除习惯性违章行为。开展反习惯性违章活动，规范《作业指导书》和危险点分析卡，使安全生产在控、可控。

（3）加强培训工作，注重培训工作的针对性、有效性。开展现场考问、事故预想、反事故演习等多种形式的培训活动，使检修人员熟悉设备构造、原理、特性，运行人员熟悉设备运行特性，加强自身的防范意识，提高把关能力和事故处理能力。

（4）及时制定、修改规程。要定期进行规程的修改工作，设备更新或技术改造后，要及时修订运行规程，使运行人员有章可循，按章办事。

【事故案例2】

1.事故简述

2002年9月29日，某厂#2机组168试运后消缺工作结束重新启动，15∶56#1发电机并网；运行27h 后，由于#2 机组#5 轴瓦温度异常升高到113.35℃，于9 月30 日18∶58紧急停机，于10月24日启动，机组停运24天。(www.xing528.com)

9月29日7∶56#1锅炉点火，12：54#1汽轮机冲转，15∶56#1发电机并网；9月30日11∶50～14∶55满负荷运行3h后减负荷至200MW。

#2机组在停机检修再次启动后，除#4、#5轴瓦外其他轴瓦温度均没有明显变化，其中#4 轴瓦温度82℃、#7轴瓦温度92℃；但#5轴瓦温度异常升高，在启动时瓦温为65℃，在29日17∶02#5 轴瓦温度升到83.7℃，回油温度为62℃；到9 月30 日上午10∶00#5瓦金属温度由85.24℃以0.5℃/h速率开始缓慢上升，16∶00#5瓦的油膜压力开始由1.6MPa缓慢下降，18∶00#5瓦金属温度上升到96.4℃，#5瓦的油膜压力下降到0.5MPa，启动交流润滑油泵以提高润滑油压力，调整润滑油温在40℃左右，#5瓦金属温度仍然持续上升，18∶43减负荷到50MW，18∶47#5瓦金属温度开始直线上升，11min后由97.2℃上升到113.35℃（18∶58），同时#5瓦回油温度由65℃升到74.56℃，运行人员果断打闸停机。（#5瓦油膜压力下降时，#3、#4、#6瓦的油膜压力分别是3.0/0.5MPa、4.0MPa、2.2MPa没有变化）在#5瓦金属温度开始上升过程中，其振动也出现了异常波动。

15∶09 负荷212MW，5X 由30μm 升到60μm 后又降至32μm，5Y 由28μm 升到65μm 后又降至32μm，#5瓦振动由17μm 升到47μm 后又降至19μm；波动2次。此时其他瓦振动没有异常波动。

17∶11 负荷200MW，5X 由32μm 升到58μm 后又降至29μm，5Y 由32μm 升到62μm 后又降至27μm，#5瓦振动由19μm 升到42μm 后又降至16μm；波动3次。此时其他瓦振动没有异常波动。

19∶11汽轮机惰走至875r/min，5X 为62μm，5Y 为52μm，#5瓦振动84μm，#6、#7轴振分别达到了200μm、220μm。

19∶17汽轮机600r/min，启动顶轴油泵，#5瓦顶轴油压5.5MPa左右（比原来停机盘车状态下低了3～4MPa）。19∶26汽轮机转速为300r/min破坏真空，19∶36汽轮机转速到零，汽轮机惰走38min。

2.原因分析

（1）#5轴瓦在制造期间少了一道脱氢工艺，使得钨金与瓦块接合面处存有氢气，运行中氢气聚集导致轴瓦鼓包，破坏了顶轴油膜压力，引起轴瓦温度升高，积累到一定程度使得油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损，这是这次事故的主要原因。

（2）运行中润滑油质较脏，是机组运行的一个不安全因素，现已加强滤油，改善油质。

（3）通过分析与检测，此次事故与安装质量联系不大，#1机组沉降均匀。

（4）通过DAS记录的#5轴瓦温度上升曲线与运行人员记录的油膜压力下降数据分析基本吻合，印证了“轴瓦鼓包造成油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损”这一结论。

3.预防措施

该厂#5轴瓦为上海电机厂供货，轴瓦为球面支撑，轴瓦钨金为锡基轴承合金，轴瓦铸件内不开鸠尾槽，轴瓦下半部接触角为130°，设计要求不得修刮瓦面。轴承进油在上半瓦45°处进入轴颈。

揭开#5轴瓦检查，发现存在钨金碾压损坏，现场无法修复，立即连夜将瓦送上海电机厂检查检修。经过上海发电机厂对该瓦超声波检查发现钨金严重脱胎，下瓦顶轴油囊磨损。专业检测人员对#1、#2机组的#5、#6、#7轴瓦进行了全面检查，发现#1机组#6轴瓦也存在细微缺陷，其他轴瓦均未发现有脱胎现象。针对这一现象，有三种处理方案：

（1）对#5轴瓦脱胎部位进行局部修补。但该方案虽然时间较短，但是由于脱胎面积较大，处理不能保证补焊质量。

（2）利用原#5轴瓦瓦底重新浇铸钨金。但浇铸钨金过程中可能会造成瓦胎变形，与旧瓦相比中心变化较大。

（3）用新的轴瓦更换#5、#6轴瓦。

经过多方论证认为：第一种方案因质量不能保证，不可行；第二种方案用重新浇铸钨金变形后的该瓦，回装工艺及要求、检修工期与使用新瓦基本相同；第三种方案虽然工期较长，但是能够保证安全运行，符合规范要求。于是决定采用第三方案，而且认为#5、#6轴瓦经初步检查符合要求且研磨工作量较小，完全可以不拆卸发电机的上端盖，检修工期可大大缩短。检修工作于2004年10月23日23∶00结束，机组于10月24日2∶23分点火启动，10∶40开始冲转，14∶47分汽机满转，16∶22并网成功。开机后通过对各瓦运行情况的监测，运行正常，瓦温、振动均在正常范围之内。

【事故案例3】

1.事故简述

#11机组带有功负荷211MW，主汽流量789t/h，主汽压力13.37MPa，主汽温度537℃，主油泵运行由#2 射油器供润滑油（压力187kPa，温度40℃），主油箱油位42mm/32mm；高压启动油泵、交流、直流润滑油备用，#1抗燃油泵运行，#2抗燃油泵备用，抗燃油压力4.1MPa，机组运行正常。

12月4日5∶50，值班员在巡检中发现#11机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部法兰垫呲开，大量油气喷到主蒸汽各处室道上引起冒烟，遂立即报告单元长和司机，5∶56由于主汽门信号电缆烧坏，主控误发“右高压主汽门关闭”和“左中压主汽门关闭”的信号，#11炉灭火；司机在主控室打闸未掉机，并启动交流润滑油泵，润滑油压由187kPa升到192kPa，通知巡检员就地打闸，5∶57机头打闸，主控发“电磁遮断阀动作”信号，5∶58电气值班员检查有功负荷到零，断开发电机201开关解列，司机停止#1、#2抗燃油泵运行，转速开始下降，当转速下降到2530～1987r/min过程中，主控相继发出“润滑油压低1值”（68kPa）、“润滑油压低2值”（49kPa）、“润滑油压低3值”（29kPa）信号，并联动直流润滑油泵，机组轴系振动增大，瓦温升高超限（#4、#5 振动超过172μm，#5、#6、#7瓦温超过100℃），开真空破坏门破坏真空。转速下降到1756r/min时，“润滑油压低3值”、“润滑油压低2值”、“润滑油压低1值”信号恢复正常，润滑油压回升至234kPa，机组轴系振动开始减小，瓦温下降恢复。6∶09转速降到零，润滑油压234kPa，司机停止直流润滑油泵，消防队开始灭火。汽轮机转子惰走时间为10.72min（正常为41min左右），期间润滑油压低于29kPa以下时间为31s。6∶12启动盘车，机械盘车带不动，人力盘车。

2.原因分析

汽轮机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部为平法兰，法兰垫为耐油石棉垫，外径250mm，内径160mm，厚度2mm，上下涂有密封胶，法兰共有8条直径16mm 的栽丝，在一栽丝穿孔处呲口，抗燃油由此喷出，引起冒烟、着火。初步分析发生断油烧瓦的原因是：汽轮机打闸、发电机解列，在转速下降的过程中，主油泵不参加工作后，#2射油器出口逆止门未关，交流油泵供出的油通过#2射油器出口逆止门及#2射油器返回主油箱，造成润滑油压下降到29kPa以下，机组发生断油烧瓦，直流油泵联动后，在供油量剧增的情况下，#2射油器出口逆止门关闭，油压很快恢复正常。